基于PVT实验的凝析气藏衰竭开发采收率标定新方法

凝析气的等容衰竭实验与实际凝析气藏衰竭开发存在两点差异:实验初始压力为露点压力,而一般凝析气藏原始地层压力大于露点压力;等容衰竭实验中降压和产气分步进行,而实际为降压和产气同步进行。研究发现,以上两点差异对干气采收率预测影响不大,但会导致基于等容衰竭实验标定凝析油采收率严重偏低。为提高基于等容衰竭实验标定凝析油采收率预测精度,通过组合凝析气两相压降方程、凝析油产量方程及井流物标况体积定义式,并考虑地露压差的影响,建立一套基于等容衰竭实验标定定容凝析气藏衰竭开发采收率新方法。该方法在实际矿产应用中准确性较高,对于预测凝析气藏采收率具有重要指导意义。

新疆柯克亚西42-西52凝析气藏单井注气吞吐解堵技术

新疆柯克亚凝析气田勘探初期遭受了 3口喷井的破坏和其后近 2 0年的衰竭式开采 ,地层压力大幅度下降 ,地层反凝析现象严重 ,特别是近井地带压降漏斗的存在 ,析出的凝析油更多 ,严重污染了井筒周围的储层 ,造成渗流阻力增大 ,致使多口气井停产或无法正常生产 ,影响气藏的整体开发效果。文章应用多组分数值模拟技术 ,计算不同天然气注入量对反凝析液的“反蒸发”和驱扫效果 ,模拟结果表明 :注气量越多 ,越能有效地解除近井地带的反凝析污染。经矿场实验 ,注气量在 10 0× 10 4～ 15 0× 10 4m3 时 ,单井吞吐注气解堵效果较好 ,同时 ,也可明显地改善地层的渗流性能和提高气藏的储量动用程度。

柯克亚西七二带油环凝析气藏相态特征研究

相态恢复理论目前已成为开发相态理论中的重要组成部分,相态恢复是推算原始相态特征的重要手段。柯克亚西七二带油环凝析气藏早期由于放喷失控,未取得有代表性的流体样品,因此原始相态很难确定。文章采用相态恢复的方法对气顶和油环进行相态恢复研究,推算出原始条件下气顶和油环的相态特征,对目前气顶和油环PVT测试进行拟合和相平衡检验,认为原始条件下气顶和油环仍是处于相平衡的。相态恢复研究为柯克亚西七二带油环凝析气藏开发分析提供了基础数据,同时对同类型油气藏的开发也具有指导意义。

一种评价封闭气藏采气指数、动储量及井间连通性的简便方法

严格地说,封闭气藏中气井稳定采气指数出现在拟稳态流动阶段,通过短时测试求取气井稳定产能时,易受测点压力不稳定或气藏边界不确定的限制。由Blasingame变产量气井拟稳态流动方程可得出:在拟稳态流动阶段,变产量气井采气指数接近常数,将这一结论与封闭气藏压降方程式结合,提出了一种基于日常生产数据,评估气井稳定采气指数、气藏动储量的简便方法。实例应用表明:本文方法流态识别清楚,前期非稳态流动阶段采气指数呈明显“凸”形,后期拟稳态流动阶段呈“水平线”形态,基于“水平线”特征可评价:①处于稳产期,但产量存在频繁波动的常规气井的采气指数与动储量;②产量和压力持续递减的低渗气井的采气指数与动储量;③多井同采气藏井间连通性。研究认为,封闭气藏开发全过程中,气井采气指数经历递增→递减→水平三个阶段,开发早期短时测试求取的往往是递增阶段的瞬时产能,采用本文方法求取的则是拟稳态阶段的真实稳定采气指数。

多井同采定容气藏动态分析方法

多井同采是气藏常见的开采方式,但传统气藏动态分析方法(物质平衡、试井分析、产量递减分析)会受到多井干扰的影响,研究一套适用多井同采气藏的动态分析方法意义重大。基于Blasingame多井同采气藏拟稳态流动方程,推导并发现定容气藏在气井拟稳态流动阶段存在的3条基本规律:多井同采气藏在同一连通砂体内,任一口生产井单位瞬时产气量对应的规整化井底拟压力降等于连通砂体规整化平均地层拟压力降;所有生产井具有相近的产量递减率;任一口生产井的采气指数近似常数。设计多井同采气藏的模拟模型,动态预测结果验证了3条基本规律的正确性。选择鄂尔多斯盆地临兴中区He6气藏为研究实例,组合应用3条基本规律,形成多井同采气藏动态分析方法。①基于规律2,对生产井井间连通性作出明确诊断;②基于规律1,以连通气井作为同一动储量评估单元,计算气藏连通体的动储量以及平均地层压力;③基于规律3,以单井所在连通体的平均地层压力为参数,计算单井采气指数的变化。研究形成的新方法突破了传统动态分析方法在多井同采气藏中的应用限制,以常见的生产数据作为基础参数,即可完成井间连通性评价、动储量计算以及气井动态跟踪。

超声波测定固相沉积点研究

目前国内外广泛采用激光测定固相沉积点,只适用于较轻透明的油,对于较黑的油因为光无法穿透而无法测试,为适用于高含蜡及沥青的原油固相沉积点测试,建立了超声波测试固相沉积点的方法,用柴油为溶剂,对石蜡在柴油中的析蜡点进行了研究,在将石蜡加热溶解于柴油后,测定其在不同浓度下石蜡在柴油中的析蜡点。通过实验发现,石蜡析出的温度随着石蜡浓度的增加而增加,超声波在油样中的传播速度随着石蜡浓度的增加而增加,随着温度的降低而增加。实验还发现,在出现石蜡沉积的后期,由于石蜡沉积是一个放热过程,所以在这期间,温度下降很缓慢,有时甚至不下降。超声波的传播时间曲线也会在这个时候出现一个水平段。

海上异常高压定容气藏动储量评价方法应用

海上气田异常高压气藏大多表现为定容气藏,目前针对异常高压定容动储量评价方法较多,但动储量计算精度有待提高,因此有必要结合生产实际,对不同动储量评价方法开展应用研究。本文结合海上气田异常高压气藏开发生产具体实例,分别利用三种不同方法计算气藏动储量结果,同时分别对比了不同动储量评价方法的原理、适用条件及优缺点,可应用于海上气田异常高压定容气藏动储量评价,对于类似气藏的开发技术政策研究具有较强指导意义。

基于气水相渗曲线的低渗气藏有效厚度下限方法研究——以东海西湖凹陷HY区为例

东海盆地西湖凹陷低渗砂岩气藏规模巨大,目前已逐渐成为开发主力。由于低渗气藏具有储层致密、物性差、孔渗关系复杂、电性响应不明显的特点,利用常规统计方法研究有效厚度下限具有一定的不确定性,有必要针对低渗气藏的特点进行下限研究。以测试层、生产层产能资料为基础,依据气水两相渗流理论,提出了利用相渗曲线评价下限的方法,通过建立产气量与气层厚度、渗透率、含水饱和度、生产水气比的函数关系,综合储量起算标准、生产水气比临界值确定各个参数的下限值,建立一个多参数综合表征下限的有效厚度下限标准。结果表明,西湖凹陷HY区气层厚度主要分布在20~30 m,渗透率3×10^(-3)μm^(2)及以上气藏含气饱和度下限为50%;渗透率(1~3)×10^(-3)μm^(2)气藏含气饱和度下限为60%,在含气饱和度低于60%时需要采用水平井开发;对于渗透率110^(-3)μm^(2)以下、含气饱和度低于50%的气藏,需要进行储层改造才具有开发价值。实际生产井验证表明,该方法确定的有效厚度下限合理,更能综合表征产能及其影响因素,对储量评价中有效厚度下限的确定及探井测试选层均具有较强的指导意义。

利用MDT压降流度求取低渗气藏气相渗透率的方法

受海上低渗气藏DST测试费用高、难度大的限制,用MDT压降流度评价低渗气藏产能成为海上气田主要手段之一,但MDT测取的通常是钻井液滤液流度,进行产能评估时不准确。在分析低渗气藏钻井液滤液侵入机理的基础上,提出了利用MDT压降流度计算气相渗透率的方法,推导了两者的理论关系式,并以东海低渗气田稳态法实验数据为基础建立了地区经验关系式。通过与东海低渗气藏DST测试结果及岩心分析结果的对比,验证了本文方法的正确性,从而为海上气田探井随钻过程中气藏产能评估提供了一种新的途径和方法。

中国东海气区初始产水评价图版的建立

为了揭示东海盆地不同区域气藏气井初始产水特征存在差异的原因,以便于筛选有利的低渗透储层改造目标,应用气水两相毛细管压力及J函数定义式、幂函数型相渗模型、分流量方程,建立不同气柱高度下初始生产水气比的计算方法,再以东海气区标准毛细管压力、标准相渗实验数据为基础,计算并建立东海区域气藏不同气柱高度下初始生产水气比评价图版。在此基础上,由东海区域气藏已测试或投产井的数据对所建立的评价图版进行验证,并依据评价图版确定东海区域低渗透气藏适合储层改造的气藏物性条件。研究结果表明:①所建立的评价图版反映出各参数间的相关性与实际生产表现出的规律相似,且与实际数据匹配较好,验证了该图版建立方法及关键参数求取方法的正确性与可靠性;②以生产水气比小于1 m^3/10~4m^3作为筛选条件,东海盆地西次凹、中央隆起带及裙边的低渗透气藏(气柱高度一般在50 m左右)适合进行储层改造的储层渗透率应大于0.65 mD,中央隆起带中北部大型低渗透气藏(气柱高度一般大于100 m)适合储层改造的储层渗透率应大于0.26 mD;③在原位油气藏成藏条件下,气藏中不存在气水界面,所提出的方法及建立的评价图版则不适用。结论认为,所提出的初始产水评价图版建立及关键参数求取方法可以为国内其他气区的开发评价提供借鉴。

水驱气藏水侵预测经典经验关系式lnω=BlnR的适用性分析

东海已开发接近废弃的水驱砂岩气藏实际动态表明,被国内学者和现场油藏工程师广泛引用的水驱气藏水侵预测经典经验关系式lnω=BlnR并不完全符合气藏开发全过程。为此将水驱气藏物质平衡方程式与Fetkovich解析水域模型相结合,采用试算法实现了二者相互匹配条件下的水侵预测。采用本文试算法对水驱气藏水侵预测经典经验关系式的适用性进行了分析,结果表明经验关系式的适用条件与气藏水体倍数、采气速度、产量变化情况存在密切关系:水体倍数越大、采气速度越高,经验关系式适用的采气程度范围越宽;水体倍数有限、控制采气速度生产时,经验关系式仅适用于开发早期的短期预测;如果开发过程中进行了产量调整,将引起视相对压力与采出程度关系曲线上翘或下弯,经验关系式将不再适用。本文研究成果对水驱砂岩气藏水侵预测方法选择及水侵预测关系式的应用具有重要借鉴意义。

一种定量表征油水过渡区饱和度分布的实用方法

为定量表征三维空间内油水过渡带饱和度变化特征,提出了一种定量表征油藏油水过渡区饱和度分布的实用方法,即油藏毛管压力J函数-电测饱和度方法。该方法首先通过毛管压力的定义式,按照油藏过渡带的垂向位置来计算不同深度的毛管压力;然后结合井点孔渗数据,计算油藏毛管压力J函数;最后建立油藏毛管压力J函数与电测解释饱和度之间的预测关系式,计算三维空间内过渡区饱和度分布。文中以东海盆地花港组某油藏为例,对本文方法进行了应用与验证,结果表明本文方法计算结果与电测法结果吻合较好,说明本文方法是可行、有效的。

井筒变流量气井携液临界流量的确定方法——以东海西湖凹陷多层合采气井为例

井筒常流量气井携液临界流量的确定主要取决于井筒的截面面积。对东海西湖凹陷多层合采气井的调查发现,积液面位于井筒生产滑套处的井数占调查井数的39%。为了揭示井筒变流量气井积液的多样性,以东海西湖凹陷多层合采气井为研究对象,从建立区域携液临界流量模型入手,形成了一套由井筒变流量气井携液临界流量的确定方法,包括模型系数值拟合数据的选择、最易产生积液的井筒节点的筛选条件、井筒节点携液临界流量到气井携液临界流量的转化方法等。研究认为:多层合采气井的分段式流量分布,是导致多层合采气井积液现象普遍高于单层开采井,以及积液面通常处于生产滑套处的主要原因,这对多层合采气井的合理配产研究具有一定的借鉴意义。

挥发性油藏PVT数据矫正新方法对动态预测的影响

针对挥发油多次脱气实验过程中存在大量储罐油损失而导致实验数据不能直接用于油藏工程计算的问题,提出采用等容衰竭实验数据逐级压力矫正多次脱气实验数据的新方法。新方法不同于已有的采用单次脱气实验数据矫正多次脱气实验数据的Terry⁃Rogers方法。两种方法实例矫正对比表明,Terry⁃Rogers方法仅适用于传统黑油,对挥发油会出现不符合物理的矫正结果;新方法考虑排出气中储罐油含量随压力的变化规律,适用于传统黑油和挥发油,且在饱和压力下的矫正结果接近Terry⁃Rogers方法。最终,以物质平衡和油气两相渗流为原理,建立快速预测溶解气驱油藏动态的简易迭代方法,并对不同类型原油的实验数据以及Terry⁃Rogers方法和新方法矫正得到的数据对开发动态的影响进行计算对比。结果表明,典型黑油实验数据可直接用于油藏工程计算;原油的挥发性越强,新方法矫正数据计算原油采收率较实验数据计算原油采出程度更高,实例中强挥发性原油实验数据计算原油采出程度相对于新方法误差高达-13.82%.

水驱气藏早期直线外推动储量探讨

根据已有文献,水驱气藏在生产初期具有与定容气藏相似的压降特征,可通过直线外推求取动储量,但并未对适用的采气程度范围和计算的动储量误差进行评估。为此,以已有的物质平衡方程式和非稳态水域模型为理论基础,采用迭代匹配法计算了不同水体倍数、水域渗透率情况下,直线外推动储量误差随采气程度的变化。结果表明,以动储量误差≤10%为准则,适合水驱气藏早期直线外推动储量的采气程度范围很窄,一般小于5%。以东海西湖凹陷开发井为例,对比传统的定期压力监测方式与实时压力监测方式下早期直线外推动储量的差异:前者因测压时间间隔长,易导致对早期直线段的误判和动储量评估结果的误差;后者可精确判断水侵影响明显的开始时间,从而有效实现早期直线外推计算水驱气藏的动储量。该研究结果对生产初期水驱气藏动储量的正确计算具有重要指导意义。

气顶油藏水侵预测与动用储量计算新方法

针对有限水体气顶油藏缺乏合适的水侵预测与动储量计算方法的问题,提出了一种新的动储量计算方法——水侵常数优化拟合法。该方法结合物质平衡方程与Fetkovich非稳态有限水域模型,以求取气顶指数为目标构建线性化方程,通过调节水侵常数B使线性关系达到最佳,从而有效解决天然水驱气顶油藏线性物质平衡方程中存在3个未知量的求解问题。东海NX气顶油藏应用表明,该方法使用简单,适用于有限水体,计算得到的水域参数和动储量与实际动态数据吻合较好。该方法对气顶油藏开发技术政策的制订具有重要意义。

利用稳定凝析油组成比例预测凝析气藏动态的方法改进与应用

若不考虑凝析气中稳定凝析油组成比例,直接采用国内标准等容衰竭实验报告中的累积采出量数据来预测低凝析油含量定容凝析气藏动态,所得出的凝析油采收率与生产实际存在较大差异。以国内标准实验数据为基础,对利用稳定凝析油组成比例预测凝析气藏动态的方法做了改进,以累积井流物百分数代替容器压力下产出气的体积,重新建立了地面阶段产出井流物的计算公式,考虑了压力变化对C11+气液换算系数的影响。应用实例表明,本文提出的改进后的稳定凝析油组成比例预测方法易于从国内标准实验报告获取参数,计算精度高,可以解决国内低凝析油含量定容凝析气藏凝析油采收率预测的难题,也可适用于高凝析油含量凝析气藏动态预测。

挥发性油藏原油采收率预测的改进方法

为描述挥发性油藏衰竭开发过程中复杂的相态转换,定义4个流体转换相并依据地面体积平衡原理计算各分相产量和分相剩余体积,进而建立考虑脱出溶解气中凝析油含量的挥发性油藏原油采收率预测方法以及多次脱气实验数据矫正方法。基于典型黑油、中—弱挥发性原油、强挥发性原油3种典型原油,结合多次脱气实验矫正数据,采用改进方法模拟等容衰竭实验,验证了改进方法的可靠性。采用"实验数据-传统方法"、"矫正数据-传统方法"、"矫正数据-改进方法"分别计算3种典型原油采收率,结果表明:参数来源和计算方法对典型黑油采收率影响不大,但随原油挥发性增强,直接采用实验数据或传统方法预测,都会严重低估原油采收率;"矫正数据-改进方法"在实验参数和计算方法中都考虑到气相中凝析油的影响,对典型黑油和挥发性原油都有很好的适用性;挥发性原油的强收缩性使得更多的液态油转为气态油采出,衰竭式开发的挥发性油藏可以达到相当高的原油采收率。图6表1参23。

油气同采方式下气顶油藏原油侵入状况的判断与调整

东海西湖凹陷AC气顶油藏采用利用天然能量、同一套井网同时开采气顶和油区的开发方式,动态跟踪过程中难以判断原油侵入气顶状况。基于物质平衡原理,推导出了计算原油侵入气顶体积的公式,并构建了原油侵入指示曲线(原油侵入气顶体积百分数-生产时间关系曲线),该曲线与X轴交点即为原油侵入气顶的起始时间,曲线单调性反映流体的移动方向,斜率则反映移动速度。利用本文方法对AC气顶油藏原油侵入情况进行了分析,结果表明在原油采出程度为4.3%时,原油即已快速侵入气顶。综合AC气顶油藏采气速度的敏感性分析、现场系统试井结果,认识到通过降低采油速度可降低生产气油比,从而达到降低采气速度遏制原油进一步快速侵入气顶的目的,最终现场实施效果明显。本文方法对指导同类气顶油藏的开发具有重要的借鉴意义。

压裂井产量递减典型曲线图版的建立及应用

致密油气藏压裂井动态监测资料少、关井压力恢复慢、传统试井解释与物质平衡方程应用受限。建立了压裂井非稳态产量解析模型,应用点源函数实现了压裂井全周期产量递减解析模拟;整合压裂井产量、裂缝长度、压裂级数、泄流面积、储层物性等,建立了新的压裂井产量递减典型曲线图版;通过与压后长期生产数据的拟合实现了储层流动能力(Kh)、实际井控泄流面积、裂缝长度等关键信息的获取。研究结果表明,应用点源函数计算的压裂井全周期产量解精度高、稳定性好;新建立的图版典型曲线呈现特殊并富有规律的形态,能清晰表现不同时期压裂井流态特征,所有曲线在早期线性流与后期边界控制流均重合在一起,中间过渡流部分反应压裂井与储层渗流边界相对几何关系,帮助图版与实际压裂井产量的拟合。选取鄂尔多斯盆地某致密气田一口多分段压裂水平井与东海盆地一口压裂直井实例分析,应用结果表明,新图版应用简易,适用于多分段压裂水平井与压裂直井,与试井解释结果吻合较好,分析结果优于商业软件Kappa直接提供的传统图版,可为压裂井动态分析提供新的工具与思路。